RESERVORIOSPOR EMPUJE DE AGUA 1. INTRODUCCIÓN En este tema desarrollaremos los reservorios por empuje de agua, que son considerados importantes en la industria petrolera. Al ser un mecanismo natural de producción, esto representa un aporte considerable en la optimización de recursos economicos para el proceso de explotación. También mencionaremos los diferentes tipos de este tipo de reservorios que existen, asi como los correspondientes empujes de agua. Yacimiento Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso que contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. La proporción volumétrica del petróleo puede alcanzar a veces el 40%. El medio poroso del yacimiento o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arenisca o caliza, consolidado o no. El diámetro de poro varía ampliamente según la roca, pero es de tamaño microscópico, desde algunas fracciones de milímetro a algunas micrómetros. Cada medio poroso tiene sus caracteristicas: porosidad, el porcentaje de volumen vacío; permeabilidad, una medida de la resistencia al movimiento de los fluidos; mojabilidad, una medida de la naturaleza superficial de la roca. Debido a su origen sedimentario, el medio poroso del yacimiento es a menudo heterogéneo, como consecuencia de las variaciones ocurridas durante el largo proceso de sedimentación que formó la roca. Estas heterogeneidades pueden existir a la escala de los poros o bien a la escala macroscópica en forma zonas muy o poco permeables, y eventualmente de grietas. Las heterogeneidades complican las operaciones de producción porque tienden a producir caminos preferenciales y segregaciones. 2.Fenómenos a la escala del yacimiento La mayoría de los yacimientos presentan heterogeneidades. se considera . OBJETIVOS 2. El primero es la producción última posible en función de las técnicas empleadas. En todos casos. 2. MARCO TEÓRICO CONDICIONES DE EXPLOTACIÓN La producción de petróleo involucra dos aspectos. inyección de vapor). que corresponde a un reservorio con empuje de agua. OBJETIVO GENERAL Conocer el mecanismo de producción natural. esdecir zonas de menor o mayor permeabilidad. los fluidos tienen tendencia en pasar por la vía de menor pérdida de carga. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Determinar las características de un reservorio por empuje de agua Identificar la clasificación para reservorios de este tipo Desarrollar los mecanismos de empuje de agua que existen Conocer los mecanismos de recuperación secundaria por inyección de agua 3. y el segundo es el ritmo de producción de acuerdo con el comportamiento de los pozos y de los diferentes métodos de estimulación aplicables (fracturación. Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la explotación de un yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación secundaria. acidificación. que son las fracturas o las zonas más permeables.1. Desde el aumento del precio del petróleo al principio de los años 70. 2. En ciertos casos pueden incluso presentarse fracturas o grietas. El fluido de inyección (W ó W con aditivos) tiene por lo tanto tendencia en pasar en las zonas más permeables y en no penetrar en las demás. pero siempre se lleva a cabo. El período de recuperación primaria tiene una duración variable. 3.además una eventual recuperación terciaria. lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento. y/o una recuperación (secundaria) mejorada. el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado demasiado. Hoy en día se inician las operaciones de . las cuales son de primera importancia para la planificación de la explotación ulterior. El porcentaje de recuperación primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún mas en yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero activo. En ciertos casos.1. la migración de un acuífero activo o la lenta expansión de una bolsa de gas. En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión hidrostática. en cuyo momento se pasaba a los métodos de recuperación secundaria. Este gradiente es muchas veces debido a los acuíferos del reservorio. ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del yacimiento. RECUPERACIÓN PRIMARIA Durante este período. como la compactación de sedimento (subsidencia). agua). puede existir un mecanismo de compensación natural que reduzca notablemente la velocidad de decaimiento de la presión. la presión tiende a bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados. Antaño se explotaba el yacimiento en recuperación primaria hasta que los gastos de explotación se vuelvan prohibitivos. o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de otros fluidos (gas. 3. ante esto el acuífero responde para compensar esta declinación. La producción de hidrocarburos desde el yacimiento ocasiona una rápida caída de presión. por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo.1.recuperación secundaria mucho antes de llegar a este punto. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos. También llamado empuje natural de agua para distinguirlo del empuje artificial de agua en el cual está presente la inyección de agua en la formación. ya sean de gas o crudo son producidos por un mecanismo denominado “empuje de agua”. RESERVORIOS POR EMPUJE DE AGUA En este tipo de reservorio no existe capa de gas. y la escogencia del método de explotación en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a criterios de optimización. . Esta respuesta se presenta mediante el flujo de agua.1. Muchos Yacimientos. se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y un 50% del petróleo original in situ (poes). El agua en un acuífero está comprimida pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo. . todo el yacimiento puede ser invadido por esa agua. que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía.Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero. Contacto agua-petróleo en un yacimiento. . La figura muestra la curva de presión respecto al tiempo para un yacimiento típico bajo empuje de agua.En algunos casos el acuífero es reabastecido por aguas desde la superficie. cuyo mecanismo preponderante de producción será el acuífero. por lo que la afluencia no es enteramente obra de la expansión. El empuje de agua puede proceder del flanco o de más abajo del yacimiento. si es lo suficientemente activo. .El efecto del desequilibrio en el contacto agua-petróleo hace que el agua forme un cono alrededor del fondo del pozo y obstaculice parcial o totalmente la producción de petróleo. la tasa de producciòn de Hidrocarburos cae màsrapido que en un yacimiento con fuerte empuje de agua y se reduce el recobro. Empuje De Agua fuerte: Este mecanismo existe solo donde el acuìfero es de calidad igual o mayor que el yacimiento y tiene un volumen al menos 10 veces mayor al del yacimiento o està conectada a una recarga superficial. los reservorios por empuje de agua se denominan: 1. Reservorios por empuje lateral. en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical.Empuje De Agua Parcial: Este tipo de empuje resulta donde un acuìfero tiene una calidad más baja en terminos de geometrìa de poros o tiene un volumen limitado. Reservorios por empuje de fondo. Este mecanismo se clasifica en: 1. Cuando disminuye el aporte de agua. Este tipo de empuje es mucho màs efectivo en yacimientos de petròleo que de gas. . 2. y se produce una expansiòn limitada de agua.Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo. 2. en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema. tal que el agua puede moverse verticalmente. El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua. c. la producción de agua incrementa. Método de balance de materiales La ecuación de balance de materiales (EBM) Se basa en la ley de conservación de la materia.1. el bajo precio del crudo hacía que los únicos fluidos suceptibles de inyectarse económicamente eran el agua. d. Hasta el principio de los años 70.2. Características que devén de tener las aguas de inyección: . INYECCIÓN DE AGUA Este consiste en inyectar agua por debajo de la capa de petróleo o inyectar gas por encima de la misma o en algunos casos ambas. con variaciones desde 15 hasta 40% según los casos.Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son: a. b. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores). A medida que el tiempo transcurre. Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md). y en ciertos casos el gas natural. El método de balance de materiales es el mejor indicador. de manera tal que funcione como un mecanismo de desplazamiento y mantenga la presión. El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio hasta un promedio de 25-30%. que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante. 3. 3. RECUPERACIÓN SECUNDARIA Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión.2. y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores). El agua no debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. MgCO3. El encostramiento (Scale) se puede formar de la mezcla de aguas incompatibles o debido a cambios físicos que causan que el agua se convierta en súper saturada. FeS y Fe2S3. La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la formación. Los materiales que pueden estar presentes como material suspendido son los compuestos que forman encostramiento tal como los mencionados en el punto anterior. La importancia de esta consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos presentes en la formación. si no son completamente compatibles. manipulada separadamente. RECUPERACIÓN TERCIARIA Y/O MEJORADA Después de las recuperaciones primaria y secundaria. El agua no debe ser corrosiva. CaCO3. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión. El encostramiento mineral dentro del sistema de inyección no solo reduce la capacidad de flujo sino también proporciona un medio para que ocurra corrosión. El agua producida e inyectada debe ser 3. El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. limo. el yacimiento contiene todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. SrSO4. El encostramiento mineral depositado por el agua usualmente consiste de uno o más de los siguientes compuestos químicos: BaSO4. petróleo. CaSO4 * 2H2O. Esto se debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores: . El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. microorganismos y otro material orgánico. así como de las sales minerales disueltas en el agua inyectada y permeabilidad de la roca.3. . Con el aumento del precio del crudo en la década de los 70. se destacan los siguientes: . aumentar la viscosidad del agua con polimeros hidrosolubles. o porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.Inyección de vapor con surfactante – espumas . atrapados por las fuerzas capilares. . Los métodos actualmente propuestos para la recuperación mejorada involucran uno o varios de estos aspectos. ya se volvío económico inyectar otra cosa que agua con el propósito de aumentar la recuperación final y se realizaron numerosas investigaciones en este sentido. se pueden citar la utilización de solventes miscibles con el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o soluciones alcalinas.Drenaje inmiscible con soluciones de surfactantes y polímeros (y a veces alcali) .A la escala de los poros.Drenaje miscible con microemulsiones . o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con espumas. porque siguen caminos preferenciales. el crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontínuos. Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante una reducción de las fuerzas capilares. por la baja permeabilidad de estas zonas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad del crudo mediante calentamiento. En lo que se refiere a la utilización de surfactantes.A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado durante la recuperación secundaria no penetra.